滦河发电厂6号汽轮发电机组真空系统治理

<table class="header" cellspacing="0" cellpadding="2" width="590" align="center" border="0"><tbody><tr align="center"><td class="header"></td></tr></tbody></table><table class="header" cellspacing="0" cellpadding="2" width="590" align="center" border="0"><tbody><tr align="center"><td class="header"><hr width="580" size="1"/></td></tr></tbody></table><table cellspacing="0" cellpadding="2" width="590" align="center" border="0"><tbody><tr align="center"><td><a href="http://club.chinapower.com.cn/" target="_blank"><font color="#ff0000"></font></a></td></tr></tbody></table><table cellspacing="0" cellpadding="8" width="590" align="center" border="0"><tbody><tr align="center"><td><table cellspacing="0" cellpadding="5" width="100%" border="0"><tbody><tr><td><span class="articlebody"><!--Element not supported - Type: 8 Name: #comment-->&nbsp;&nbsp;&nbsp;&nbsp;滦河发电厂100 MW汽轮发电机组6号机为N100-90／535型，单轴双缸双排汽冲动凝汽式机组，哈汽产品，1993年12月投产。该机组自投产以来，真空泄漏率一直处于严重超标状态，真空严密性试验只能维持1～2 min，无法测取准确数值，根据不规范试验估算，真空严密性数值约在2.5～3.0 kPa／min。目前，该厂的双套射水装置已全部投入运行，无备用设备，机组的真空问题对全厂生产的安全性和经济性影响极大。由于6号机组的真空问题影响机组供电煤耗8～10 g／(kW*h)，射水泵单耗增加一倍，是该厂“达标”、创“二星级企业”和“无渗漏电厂”的主要障碍，成为一个“老大难”问题。<br/><br/>1　真空系统泄漏的可能原因<br/><br/>　　(1) 汽轮机高低压轴端泄漏。当高压端汽封供汽压力过低，而至1号低压加热器(以下简称低加)的阀门开度又过大时，高、中压轴封处将形成负压，空气经高、中压汽封前各轴封处逐级漏入，然后从轴封加热器(以下简称轴加)、1号低加进入真空系统。为防止这种现象发生，可在轴封漏气进入轴加、1号低加前加装压力表及阀门，并维持0.01～0.03 MPa正压，使真空得到改善。<br/>　　(2) 轴封冷却器下多级水封破坏或水封高度不够，空气经轴封风机排汽口由水封管等处直接进入真空系统。<br/>　　(3) 低压缸水平结合面变形或水平与垂直结合面不严密，以及低压缸的排大气阀不严。<br/>　　(4) 7、8段抽汽法兰处泄漏。加热器壳体等法兰连接的结合面不严(螺栓紧力不够，法兰焊接到管道上产生翘曲，法兰受热膨胀传递过大的应力等)。<br/>　　机组轴封漏汽至7、8段，造成抽汽口处法兰及低压缸本体温度升高，法兰产生变形裂纹，空气由该处漏入真空系统(荆门2号机，7段抽汽处实测温度27.8℃，设计76℃)；抽汽口法兰用纸垫，反复灌水后易损坏；法兰强度不够，抽汽管道膨胀不畅，法兰运行中变形张口。<br/>　　(5) 汽机疏水扩容器工作时进汽温度400～500℃，不工作时30℃，交变应力使扩容器易产生裂纹。<br/>　　(6) 凝汽器喉部接口管道焊口易反复受交变应力作用而产生裂纹，或管道焊缝未焊透，管道和排汽管出现裂纹。<br/>　　(7) 汽泵汽机对应于大汽机部分的泄漏。沙岭子电厂2号机，停汽泵投电泵，真空提高2 kPa，小汽机真空明显泄漏。<br/>　　(8) 低压轴封间隙大，低压缸防爆门、热工表计接头、疏水泵、凝结泵盘根、真空系统阀门盘根等损坏。<br/>　　(9) 排水井处的虹吸作用破坏，空气通过射水抽汽器前的水封进入凝汽器。<br/>　　(10) 真空设备的内腔外伸的杆件与套筒处不严。<br/>　　(11) 安全阀、疏水系统及汽轮机高低压管路的空气门不严。<br/>　　(12) 加热器中的水加热温升小，汽侧空气漏入量过大。<br/><br/>2　真空系统泄漏治理<br/><br/>2.1　采用氦质谱检漏技术发现的问题<br/>　　几年来，该厂多次召开专业专题会议，研究制定治理措施，但机组的真空泄漏率却一直居高不下，真空严密性始终在2～2.5 kPa/min左右徘徊。1998年5月，该厂决定采用先进的氦质谱检漏技术对6号机组真空系统进行检漏，分别于5、8、10月进行了3次检漏，检漏中发现汽机高压缸前轴封漏气严重，属于不易发现的大漏点。原因是高压轴封供汽量不足，空气从高压轴封漏入，经高压轴封第2档漏汽至7段抽汽管路进入凝结器，其间还发现了十几处微漏点，并进行了处理。<br/>　　将高压轴封供汽门解体检查，确认高压轴封存在以下问题：<br/>　　(1) 供汽管道直径设计偏小，实际安装的是D45×2.5管，经计算应选用D57×3.5管供汽。<br/>　　(2) 供汽截门实际安装的是Dg40球型阀，且截门存在严重的质量问题，其开度行程最大只能开起4～5 mm，节流严重，造成前轴封供汽不足，应选用Dg50球型阀。<br/>2.2　处理措施<br/>　　(1) 将供汽截门更换为Dg50球型阀(双路供汽更换2个)。<br/>　　(2) 将一部分当前可更换的供汽管路更换为D57×3.5管路。<br/>　　通过上述初步治理，增加了高压前轴封的供汽量，机组的真空严密性明显提高，达到了该机历史最好水平，即0.746 kPa/min，投运一套射水抽气装置即可满足要求，提高了射水系统的安全系数。<br/>　　(3) 6号机真空较低，通过对机组的热力试验测试表明，负荷100 MW时经初、终参数修正后，标准状况时真空为88.2 kPa，较设计值低3.34 kPa。真空每低1 kPa，热耗增加82.33 kJ/(kW*h)，机组效率降低约1.04%。低压缸排汽量及排汽压力较设计值偏高，真空泄漏严重，这是影响机组真空偏低的主要因素。<br/>　　1号低加几乎无温升，负荷为100 MW时，温升为4.95℃，扣除轴加的影响，其温升接近于0℃，主要是由于高压轴封第2档漏汽至7段泄汽量大，排挤了7段抽汽量。同时由于1号低加疏水不畅，不能建立适当的加热器真空，也排挤了7段抽汽，影响了1号低加的进汽温度，使7段抽汽温度高达338℃，负荷为100 MW时的7段抽汽量仅为2.027 t／h，远远小于设计抽汽流量15.4 t／h，加大了低压缸排汽量，严重影响机组的真空，增加了冷源损失。<br/>　　经过现场多次分析、查找、试验，最终查出该机组低加温升和真空的2项缺陷：1号低加7段抽汽进汽门门心脱落，而电动头和门杆动作正常，实际1号低加不进汽，从而使高压轴封第2档漏汽至7段全部返回到汽轮机低压缸，造成凝汽器进空气；疏水器疏水管口堵住一块铁板，疏水不能完全畅通。消除上述两项缺陷后，1号低加温升已达正常范围(温升22～25℃)。并将第2档漏汽至7段加装1个手动门和一块压力表，用以调节第2档漏汽至7段回汽量，维持高压轴封在良好的工作状态。<br/>　　1999年4月25日至5月15日对6号机进行了中修，在中修过程中，对该机真空系统再一次进行了检查和治理，中修结束后，于5月19日机组运行中进行了真空严密性试验，其真空严密性达到了0.22 kPa/min的全优水平(见表1)，供电煤耗降至403 g/(kW.h)，厂用电率降至8.38%，使机组自1993年移交生产以来多年真空严密性严重超标的问题得到彻底解决。<br/><br/>表1　真空严密性试验数据表<br/><center><img alt="" src="http://www.chinapower.com.cn/articleimages/1106/art1106380_1.jpg"/></center><br/><br/><br/>3　真空治理需要科学认真的工作态度<br/><br/>　　(1) 通过对6号机的真空治理，尤其是近一年来的工作体会，机组停机后凝结器进行高位灌水所发现的滴水渗水等微漏点一定要设法消除，它往往构成机组热态运行中一个较大的泄漏点。<br/>　　(2) 对发现的泄漏部位进行分析后认为，造成故障的根本原因是，设备安装工艺较差和焊接质量不良所造成，表现在焊缝坡口不规范，焊缝深度不符合技术要求等方面。这再一次告诫我们，设备的检修质量是决定安全经济的首要条件，由于不注重安装与焊接质量，多年来使6号机组在运行中造成了巨大的能耗损失，要认真吸取这一教训。<!--Element not supported - Type: 8 Name: #comment--></span></td></tr></tbody></table></td></tr></tbody></table>